01pb

CAPÍTULO

1

E ntender la presión y las relaciones de la presión es importante se queremos comprender el control del pozo. Por

definición, la presión es la fuerza que se ejerce sobre una unidad de área, tal como libras sobre pulgadas cuadradas (psi). Las presiones con las que nosotros tratamos a diario en la industria petrolera incluyen las de los fluidos, formación, fricción y mecánicas. Cuando se exceden ciertos límites de presión, pueden resultar consecuencias desastrosas, incluso descontroles y / o la pérdida de vidas.

PRESIÓN DE UN FLUIDO

¿Que es un fluido? Un fluido es simplemente algo que no es sólido y puede fluir. El agua y el petróleo son obviamente fluidos. El gas también es un fluido. Bajo temperatura extrema y/o presión

Recuerde, debe pensar

sobre el fondo

del pozo. Los

conceptos propuestos

en esta sección cubren los

fundamentos para un

buen control de pozos.

PRINCIPIOS DELA PRESIÓN

1-1

CAPÍTULO 11-2

FACTOR DE CONVERSIÓN DE DENSIDAD

El factor de conversión usado para convertir la densidad en gradiente en el sistema inglés es 0.052. En el sistema métrico, es 0.0000981. Recuerde que la definición de gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad debido a su densidad. Para nuestro texto, nosotros usaremos libras por galón (ppg) para medir la densidad y pies (pie) para las medidas de profundidad en el sistema inglés y kilogramos por metro cúbico (el kg/m³) para medir densidad y metros (m) para las medidas de profundidad en el sistema métrico.

La manera como 0.052 se deriva es usando un pie cúbico (un pie de ancho por un pie de largo por un pie de alto). Se necesita aproximadamente 7.48 galones para llenar ese cubo con fluido. Si el fluido pesa una libra por galón, y se tienen 7.48 galones, entonces el peso total del cubo es 7.48 libras, o 7.48 libras por pie cúbico. El peso de cada una de las pulgadas cuadradas, por un pie de altura, puede encontrarse dividiendo el peso total del cubo por 144:

7.48 ÷ 144 = 0.051944

El factor de conversión 0.052 que normalmente se usa para los cálculos en el campo petrolero.

casi todo se torna fluido. Bajo ciertas condiciones la sal o las rocas se tornan fluidos. Para nuestros propósitos, los fluidos que consideraremos son aquellos normalmente asociados con la industria del petróleo, tales como el petróleo, el gas, el agua, los fluidos de perforación, los fluidos de empaque, las salmueras, los fluidos de terminación, etc.

Los fluidos ejercen presión. Esta presión es el resultado de la densidad del fluido y la altura de la columna de fluido. La densidad es normalmente medida en libras por galón (ppg) o kilogramos por metro cúbico (kg/m³). Un fluido pesado ejerce más presión porque su densidad es mayor.

La fuerza o presión que un fluido ejerce en cualquier punto dado es normalmente medida en libras por pulgada cuadrada (psi) o en el sistema métrico, bar. Para averiguar cuanta presión ejerce un fluido de una densidad dada por cada unidad de longitud, usamos el gradiente de presión.

El gradiente de presión normalmente se expresa como la fuerza que el fluido ejerce por pie (metro) de profundidad; es medido en libras por pulgada cuadrada por pie (psi/ft) o bar por metro (bar/m). Para obtener el gradiente de presión debemos convertir la densidad del fluido en libras por galón, en libras por pulgada cuadrada por pie (kilogramos por metro cúbico, kg/m³ a bar/m).

Presión

Fluido

Presión(Fuerza)

Presión (Fuerza) ¿Que es la presión?

Presión: 1:La fuerza por unidad

de área que es ejercida sobre una

superficie2: La fuerza que un fluido ejerce

cuando de alguna manera es

confinado en un recipiente.

PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN1-3

GRADIENTE DE PRESIÓN

Para encontrar el gradiente de presión de un fluido, multiplique la densidad del fluido por 0.052; o en el sistema métrico, por 0.0000981. Gradiente de Presión = Densidad del fluido x Factor de ConversiónPor tanto el gradiente de presión de un fluido de 10.3 ppg (1234 kg/m³) puede ser calculada multiplicando el peso del fluido por el factor de conversión.

Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión = 10.3 ppg × 0.052 = 0.5356 psi/pie

Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluido kg/m³ x Factor de conversión = 1234 kg/m³ x 0.0000981 = 0.1211 bar/m

EJEMPLO 1¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido con una densidad de 12.3 ppg (1474 kg/m³)?

Gradiente de Presiónpsi/ pie = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión = 12.3 X 0.052 = 0.6396psi/pie

Gradiente de Presiónbar/m = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de conversión = 1474kg/m³ x 0.0000981 = 0.1446bar/m

PROBLEMA 1A

¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa 9.5 ppg (1138 kg/m³)?

Gradiente de Presiónpsi/pie = Densidad del fluidoppg X Factor de conversión

Gradiente de Presiónbar/m =Densidad del fluidokg/m³ X Factor de conversión

PROBLEMA 1B

¿Cuál es el gradiente de presión de un fluido que pesa 8.33 ppg (998 kg/m³)?

Si un fluido que pesa una libra por galón, el peso de una

pulgada cuadrada y un pie de largo es 0.052 libras

1'

1'

1'

Para calcular la presión en el fondo de un pozo utilice la profundidad vertical

CAPÍTULO 11-4

Una vez que sabemos determinar la presión ejercida por pie, se podrá calcular la presión hidrostática a una determinada profundidad. Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar el gradiente de presión por el numero de pies a dicha profundidad vertical. Entonces necesitamos distinguir la profundidad medida (MD) de la profundidad vertical verdadera (TVD).

En la ilustración de abajo se puede ver que la profundidad directamente para abajo (como la gravedad atrae) para ambos pozos es 10000 pies (3048 m). El pozo A tiene una profundidad medida de 10.000 pies (3048 m), y una profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m). Como la gravedad atrae directamente para abajo, a lo largo del camino vertical (directamente para abajo), para calcular la presión en el fondo del pozo usaremos la profundidad 10000 pies (3048 m).

El pozo B tiene una profundidad medida de 11.650 pies (3550.92 m), y su profundidad vertical es 10000 pies (3048 m). La gravedad se mantiene atrayendo en forma vertical, no a lo largo del camino del pozo. Se tiene una profundidad vertical de 10000 pies (3048 m) desde la superficie directamente hasta el fondo del pozo. Por tanto, para calcular la presión en el fondo del pozo B, es necesario utilizar la profundidad vertical verdadera de 10000 pies (3048 m).

La ilustración de la pagina siguiente ofrece otra forma de ver la diferencia entre la profundidad vertical verdadera y la profundidad medida. En dicha ilustración, tenemos una figura de bloques cuadrados, 15 por 10. Cuente cuantos bloques cubre el pozo. Esto representa la profundidad medida del pozo. Ahora cuente los bloques desde el fondo directamente hasta la superficie. El numero de esos bloques representa la profundidad vertical verdadera.

La presión hidrostática es la presión total creada por el peso de una columna de fluido, actuando en cualquier punto dado en un pozo. Hidro significa agua, o fluido, que ejerce presión como agua, y estática significa sin movimiento. Así presión hidrostática es la presión originada por la densidad y la altura de una columna estacionaria (sin movimiento) de fluido.

Ya conocemos cómo calcular un gradiente de presión del peso de un fluido. La presión hidrostática puede ser calculada de un gradiente de presión a un punto determinado:

Presión hidrostática = Gradiente de Presión x ProfundidadPVVO, puede ser calculada por:

Presión hidrostática = Densidad del fluido x Factor de conversión x ProfundidadPVV

MD and TVD

10,000'

10.0 PPG M

UD

Well A Well B

10.0 PPG MUD 11, 650' MD

Profundidad vertical verdadid vs profundidad media.

Presión Hidrostática:

Fuerza ejercida por un cuerpo o

fluido parado; aumenta con el

peso y la longitud de la columna de

fluido.

PRESIÓN HIDROSTÁTICA PROFUNDIDAD VERTICAL VERSUS MEDIDA


EJEMPLO 2

¿Cuál es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.2 ppg (1102 kg/m³), una MD de 6.750’ (2057.4 m) y una TVD de 6.130’ (1868.42 m)?

Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg x Factor de Conversión x Profundidadpies, TVD

= 9.2 ppg x 0.052 x 6130 pies = 2933 psi

Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ x Factor de Conversión x Profundidadm, TVD

= 1102 bar x 0.0000981 x 1868.42 m = 201.99 bar

PROBLEMA 2A

Encontrar la presión hidrostática en el fondo del pozo es la presión hidrostática en el fondo de un pozo el cual tiene un fluido con una densidad de 9.7 ppg (1162 kg/m³), una MD de 5570’ (1697.74 m) y una TVD de 5420’ (1651.02 m).

Presión Hidrostáticapsi = Densidad del Fluidoppg × 0.052 × Profundidadpies TVD

Presión Hidrostáticabar = Densidad del fluidokg/m³ × 0.0000981 × Profundidadm, TVD

PROBLEMA 2B

Encontrar la presión hidrostática a 4300’ (1310.64 m) TVD, de un pozo con un fluido con una densidad de 16.7 ppg (2001 kg/m³). El pozo tiene una MD de 14980’ (4565.9 m) y una TVD 13700’ (4175.76 m).

Las ecuaciones precedentes para gradiente de fluido y presión hidrostática son básicas para comprender los fundamentos de las presiones en los pozos. Para prevenir que un pozo fluya, la presión del fluido en el pozo debe ser por lo menos igual que la presión de formación.

Aunque un manómetro sea colocado en el fondo de una columna de fluido leerá la columna hidrostática de dicha columna, también leerá la presión atmosférica ejercida sobre dicha columna. Esta presión varía con las condiciones del clima y la elevación sobre el nivel del mar y es considerada normalmente 14,7 psi (aproximadamente un bar) al nivel del mar. Si un manómetro tiene la notación psig, indica que esta incluyendo la columna atmosférica encima del mismo. Si el manómetro lee en psi, indica que este ha sido calibrado substrayendo la columna atmosférica encima del mismo.

MD

TVD

Prefondidad vertical verdadid vs

profundidad media.

La presión atmosférica al nivel del mar es mas o menos 15 psi; su equivalente en el sistema métrico es aproximadamente un bar.

PRESIÓN ATMOSFÉRICA / MANOMÉTRICA

Esto es a menudo evidente cuando se está perforando rápido debido a la densidad efectiva en el anular incrementada por los recortes.

Otro ejemplo del tubo en U es cuando se bombea un colchón o píldora. La píldora con mayor densidad es con el propósito de permitir que los tubos sean sacados vacíos o secos, debido a la caída del nivel del fluido por debajo de la longitud media del tiro que esta siendo extraído. La profundidad a la que la píldora debe caer y la cantidad de fluido que entra en el efecto del tubo en U dentro del pozo puede calcularse utilizando las siguientes ecuaciones:

Ganancia en Tanques = (Densidad de la píldora - Densidad en anular) x

Volumen de la píldora ÷ densidad en anular Distancia de la caída = Ganancia en tanques ÷

capacidad de tubería.

EJEMPLO 3¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto

caerá la píldora si la densidad del fluido es 10 ppg (1198 kg/m³), la capacidad de los tubos es de 0.0178 bbls/pie (0.00929 m³/m)? El volumen de la píldora es de 30 bbls (4.77 m³) y pesa 11 ppg (1318 kg/m³).(1318 kg/m³).

Es muy útil visualizar el pozo como un tubo en U (ver arriba). Una columna del tubo representa el anular y la otra columna representa el interior de la tubería en el pozo. El fondo del tubo representa el fondo del pozo.

En la mayoría de los casos, hay fluidos creando presiones hidrostáticas, en ambos lados, en la tubería y el anular. La presión atmosférica puede ser omitida, puesto que tiene el mismo efecto en las dos columnas. Si hubiera un fluido de 10 ppg (1198 kg/m³) tanto en el anular como al interior de la tubería, las presiones hidrostáticas serían iguales y el fluido estaría estático en ambos lados del tubo U.

Sin embargo, ¿qué pasaría si el fluido en el anular fuera de mayor densidad que el fluido en la columna de tubería?. El fluido mas pesado del anular ejerciendo mayor presión hacia abajo fluirá hacia la tubería, desplazando algo del fluido liviano fuera de la sarta, originando un flujo en superficie. El nivel del fluido caerá en el anular, igualando la presiones.

Cuando hay una diferencia en las presiones hidrostáticas, el fluido tratará de alcanzar un punto de equilibrio. Esto es llamado de efecto de tubo en U, y nos explica por qué siempre hay flujo en los tubos cuando se hacen las conexiones.

Anular

Analogía del tubo en U

Anular

Columna

Columna

Fluido de Mayor densidad

Efecto tubo en U

Efecto del Tubo en U

Efecto tubo en U: la tendencia de

los líquidos de buscar un punto

de balance de presión en un pozo abierto.

1-6

TUBO EN U

CAPÍTULO 1

Ganancia en Tanques bbls = (Densidad de píldorappg - Densidad en anularppg) x Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppg = (11ppg - 10ppg) x 30 bbls ÷ 10ppg = 3 bblsDistancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ capacidad de tuberíabbls/pie = 3 bbls ÷ 0.0178bbls/pie = 168.5 pies

Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷ Densidad en anularkg/m³ = (1318kg/m³ - 1198kg/m³) x 4,77 m³ ÷ 1198kg/m³ = 0.478m³

Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m

= 0.478m³ ÷ 0.00929m³/m

= 51.45m

PROBLEMA 3

¿Cuál será la ganancia en tanques, y cuánto caerá la píldora si la densidad del fluido es 11.6 ppg (1390 kg/m³), la capacidad de la tubería es 0.00579 bbls/pie (0.00302 m³/m)?. El volumen de la píldora es 15 bbls (2.39 m³) y su densidad es 22.4 ppg (1486 kg/m³).

Ganancia en Tanquesbbls = (Densidad de píldorappg – Densidad en anularppg) × Volumen de píldorabbls ÷ Densidad en anularppgDistancia de la caídapies = Ganancia en tanquesbbls ÷ Capacidad De Tuberíabbls/pie

Ganancia en Tanquesm³ = (Densidad de píldorakg/m³ - Densidad en anularkg/m³) x Volumen de píldoram³ ÷ Densidad en anularkg/m³

Distancia de la caídam = Ganancia en tanquesm³ ÷ capacidad de tuberíam³/m

Dos características importantes de las rocas reservorio son la porosidad, aberturas microscópicas en la roca (a la izquierda) y la permeabilidad, la conexión de esas aberturas, que permiten a los fluidos moverse (a la derecha)

La porosidad es la medida de las aberturas o huecos dentro de la roca expresada como porcentaje.

1-7PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

CAPÍTULO 11-8

La porosidad y la permeabilidad, junto con las presiones diferenciales, deben ser consideradas si queremos entender el control de pozos. Una roca reservorio parece sólida a simple vista. Un examen microscópico revela la existencia de aberturas diminutas en la roca. Estas aberturas se llaman poros. La porosidad de la roca se expresa en porcentaje. Esta es la relación de los espacios (poros) y el volumen sólido. Otra característica de la roca reservorio es que debe ser permeable. Esto es, que los poros de la roca deben estar conectados de tal manera que los hidrocarburos se muevan entre ellos. De otra manera los hidrocarburos quedarían presos en la roca sin poder fluir a través de ella.

La presión de formación, es la presión dentro de los espacios porosos de la roca reservorio. Esta presión puede ser afectada por el peso de la sobrecarga (capas de rocas) por encima de la formación, la cual ejerce presión en los granos y los poros con fluidos de la roca reservorio. Los granos son el elemento sólido o roca, y los poros son los espacios entre estos granos. Si los fluidos tienen libertad para moverse y pueden escapar, los granos pierden parte de su soporte y se aproximan entre si. Este proceso se denomina compactación.

Las formaciones con presión normal, ejercen una presión igual a la columna del fluido nativo de dicha formación hasta la superficie. El gradiente de presión de los fluidos nativos generalmente fluctúa de 0,433 psi/pie (0.0979 bar/m) a 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m), y varía de acuerdo con la región geológica. Las formaciones presurizadas dentro de este rango, son llamadas normales, dependiendo del área. Para simplicidad, en este texto designaremos un gradiente de 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m) como normal. En las formaciones con presión normal la mayor parte de la sobrecarga es soportada por los granos que conforman la roca. Cuando la sobrecarga aumenta con la profundidad, los fluidos porales se mueven libremente reduciéndose el espacio poral debido a la compactación.

Las formaciones con presión anormal ejercen una presión mayor que la presión hidrostática (o gradiente de presión) que la de los fluidos contenidos en la formación.

Cuando se desarrollan presiones anormales, durante la fase de la compactación, el movimiento de los fluidos de los poros es restringido o paralizado. La presión en los poros aumenta, generalmente excediendo 0.465 psi/pie (0.1052 bar/m). El resultado causado por un incremento de sobrecarga, hace que ésta sea soportada parcialmente por los fluidos porales más que por los granos de la roca. Para controlar estas formaciones puede necesitarse trabajar con altas densidades de fluidos, y a veces, mayores que 20 ppg (2397 kg/m³).

Puede haber otras causas para la existencia de presiones anormales, tales como la presencia de fallas, domos de sal, levantamientos, y diferencias de elevación de las formaciones subterráneas. En muchas regiones cientos de pies de capas de rocas preexistentes (sobrecarga) fueron desapareciendo por efecto de la erosión. Al final, a profundidades superficiales por esta pérdida de sobrecarga debido a la erosión, estas formaciones pueden originar que la presión se convierta en anormal, encima de 0.465 psi/pie (0.01052 bar/m), o 8.94 ppg (1072 kg/m³)

Cuando una formación normalmente presurizada es levantada hacia la superficie previniendo que no pierda su presión poral durante el proceso, cambiará de presión normal (a mayor profundidad) a presión anormal a profundidad superficial). Cuando esto sucede, y se tiene que perforar en estas formaciones, puede ser necesario usar densidades de fluido de 20 ppg (2397 kg/m³) para controlarlas. Este proceso es la causa de muchas de las presiones anormales en el mundo.

En áreas donde hay presencia de fallas, se pueden predecir capas o domos de sal, o son conocidos gradientes geotérmicos altos, las operaciones de perforación pueden encontrar presiones anormales. Las formaciones con presiones anormales pueden a menudo ser detectadas usando antecedentes de otros pozos, la geología superficial, los perfiles del pozo y por medio de investigaciones geofísicas..

Las formaciones con presiones subnormales tienen gradientes menores que los del agua dulce, o menores que 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m).

Formaciones con presiones subnormales pueden ser desarrolladas cuando la sobrecarga ha sido erosionada, dejando la formación expuesta a la superficie.

Presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar en

forma permanente la estructura de

una roca de una formación.

CARACTERISTICAS DE LAS FORMACIONES

PRESION DE FORMACIÓN


La reducción de los fluidos porales originales a través de la evaporación, acción de la capilaridad y dilución producen gradientes hidrostáticos inferiores a los 0.433 psi/pie (0.0979 bar/m). Las presiones subnormales pueden ser también inducidas a través de la depletación de los fluidos de la formación.

La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura. Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o deformación permanente pueden ocurrir.

La presión de fractura puede ser expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg) o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de fractura normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de fractura bajos.

Las presiones de fractura a una profundidad dada, pueden tener gran variación en función de la geología regional.

MATION INTEGRITY TESTSUna evaluación exacta de los trabajos

de cementación del casing así como de la formación es de extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos subsecuentes. La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT por las iniciales en ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos.

Profundidades de casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de perforación, pueden basarse en esta información. Para determinar la resistencia y

la integridad de una formación, deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la Formación (PIT). Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

Cualquiera que sea la prueba efectuada, debe observarse algunas consideraciones generales. El fluido en el pozo debe ser circulado hasta quedar limpio para asegurar que es de una densidad conocida y homogénea. Si se utiliza lodo para la prueba, debe ser acondicionado en forma adecuada y su resistencia a la gelificacion minimizada. La bomba a utilizar puede ser de alta presión y bajo volumen o bomba de cementación. Las bombas del equipo pueden ser utilizadas cuando tengan fuerza motriz eléctrica y puedan ser fácilmente accionadas a bajas velocidades. Si las bombas del equipo tienen que ser usadas y no puedan ser accionadas a bajas velocidades, entonces debe ser modificada la técnica de admisión. La alternativa sería confeccionar un grafico de presión versus tiempo o volumen para todas las pruebas de admisión como se muestra en las figuras de la página siguiente.

Prueba deIntegridad

Casing

Cemento

Prueba del Cemento

Formación

La información resultante de una prueba de integridad de formación es utilizada a lo largo de la vida de un pozo.

PRESIÓN DE FRACTURA

PRUEBAS DE INTEGRIDAD

Una prueba de admisión es utilizada para estimar la presión o peso de lodo máximo (densidad del fluido) que el punto de la prueba puede aguantar antes de romper o fracturar la formación.

TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 1Se aplica presión al pozo en incrementos de

100m psi (6.9 bar) o se bombea fluido al pozo en incrementos de volumen aproximados de medio barril (0.079m³). Después de cada incremento de presión, la bomba se detiene y la presión se mantiene durante aproximadamente 5 minutos. Si se logra mantener la presión, se prueba el incremento siguiente. Si la presión no se mantiene, se presuriza nuevamente el pozo. La prueba se termina cuando la presión no se mantiene después de varios intentos, o no es posible aumentarla.

TÉCNICA DE ADMISIÓN N° 2El estrangulador del manifold se abre y se

comienza a operar la bomba en vacío. Se cierra el estrangulador para aumentar la presión en incrementos de 100 psi (6.9 bar). Para cada intervalo se verifica el volumen en los tanques hasta estar seguro que la formación no admite fluido. La prueba se considera completada cuando se alcanza una presión en la que la formación comienza a admitir fluido en forma continua. Para cada incremento de presión se pierde algo de fluido. Si esta técnica es aplicada, se debe utilizar un tanque pequeño para no forzar grandes cantidades

de fluido hacia la formación. Las pérdidas de presión por fricción que están presentes durante esta operación aumentan inadvertidamente la presión aplicada a la formación probada, las cuales darán resultados ligeramente diferentes (presiones de fractura menores) que las obtenidas en la técnica N° 1.

Una prueba de integridad de formación limitada (PIT limitada), también llamada prueba de jarro, se realiza cuando no es aceptado producir una fractura de la formación. Puede ser usada también en los pozos perforados en áreas de desarrollo. En dichos casos, los operadores tienen buena información referente a la resistencia de la formación y no esperan acercarse a las presiones de fractura. En las pruebas de integridad limitada de formación, el pozo es presurizado a un valor de presión o densidad equivalente predeterminadas. Si la formación aguanta las presiones aplicadas se considera buena la prueba.

Las dos pruebas, PIT y LOT, tienen sus ventajas y desventajas. En las pruebas PIT limitadas, la formación no se rompe; sin embargo, la presión a la que la formación comienza a admitir no es conocida. En las LOT, la presión a la que la formación comienza a admitir fluido es determinada, pero hay la posibilidad de fracturar la formación.

Incrementos de VolumenGeneralmente unos 20 Gal (75 Lt) Volumen Acumulado Bombeado Incrementos de Presión

PRES

IÓN

PRES

IÓN

EN S

UPER

FICI

E

PRES

IÓN

TIEMPO EMBOLADAS DE BOMBA TIEMPO

Incrementos de Presión por peso

Pare Aquí

Pare Aquí

Pressure ~vs~ Time or Volume for Leak-off Tests

Slack in System

Tiempo de

Cierre

Límite de recta

Detener Bomba

Presión de cierre instantánea

Final de prueba

A

BD

C

E

Presión vs. Tiempo o volumen para la prueba de formación.

Prueba de jarro: prueba de integridad

limitada de la formación, efectuada

comúnmente cuando el riesgo

de dañar la formación es alto.

1-10

PRUEBA DE ADMISIÓN (LOT)

PRUEBA DE INTEGRIDAD LIMITADA

CAPÍTULO 1

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.000098 ÷ Profundidad de la pruebam TVD)+ Densidad del fluido de pruebakg/m³

La densidad del fluido de la prueba a manudo es usada a lo largo de todo el pozo. Si esta densidad cambia, entonces la presión de superficie que podría dañar la formación debe ser re-calculada. Para encontrar la nueva presión de integridad estimada con

diferente densidad de fluido:

Presión de Integridad estimadapsi = (Densidad Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profundidad de la pruebapies, TVD × 0.052

Presión de Integridad estimadabar = (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la pruebam, TVD × 0.0000981

EJEMPLO 4Resolver las siguientes ecuaciones para la densidad estimada del fluido de integridad (peso máximo del fluido sin causar daño de formación), y la presión estimada de integridad que podría causar daño, utilizando densidad de fluido diferente usando los datos siguientes. Nota: Cuando se efectúen los siguientes ejercicios, los decimales en las respuestas no deben ser redondeados para arriba. La seguridad contra la fractura de la formación se basa en los valores menores.

El pozo tiene una profundidad total (TD) de 11226 pies (3421.68 m) y el zapato del casing está asentado a 5821 pies (1774.24 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1250 psi (86.19 bar), con un fluido de prueba de 9.6 ppg (1150 kg/m³). La densidad del fluido actual es 10.1 ppg (1210 kg/m³).

Primero encontrar la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg = (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies,TVD) + Densidad del fluido de pruebappg = (1250 ÷ 0.052 ÷ 5821) + 9,6 = 4.1 + 9.6 = 13.7 ppg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³ = (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m³ = (86.19 ÷ 0.0000981 ÷ 1774.24) + 1150 = 495 + 1150 = 1645 kg/m³

La presión total aplicada causa admisión o daño de formación. Esto es generalmente una combinación de presión hidrostática de un fluido más una presión adicional, tal como la presión de la bomba durante la prueba de admisión. Las presiones aplicadas aumentan la presión total contra la formación. De datos de la

prueba, se estima por medio de cálculos la densidad estimada del fluido de integridad.

Esta es la presión total, representada como una densidad de fluido, encima de la cual admisión o daño de formación podrían ocurrir. Esta también puede ser llamada de densidad máxima permisible, o densidad de fractura. Los cálculos para determinar la densidad de integridad estimada del fluido son como sigue:

Cuando se estiman valores de Integridad de formación los decimales en resultados no se deben redondear.

1-11

RELACIÓN ENTRE PRESIÓN/DENSIDAD

PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

CAPÍTULO 11-12

En los cálculos de integridad de formación, no se debe redondear el resultado para el decimal superior. Por lo que en el calculo anterior se usó 4,1 en lugar de 4,13 ppg (495 kg/m³ en lugar de 495,19 kg/m³).

En el ejemplo, la densidad actual es mayor que la densidad de la prueba, por lo que es necesario calcular la presión de integridad actual.

Presión de Integridad estimadaepsi

= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profund. de la pruebapies, TVD x 0.052

= (13.7 - 10.1) x 5821 x 0.052

= 1089 psi.

Presión de Integridad estimadabar

= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la pruebam, TVD x 0.0000981

= (1645 - 1210) x 1774.24 x 0.0000981

= 75.71 bar

PROBLEMA 4¿Cuál será la densidad estimada del fluido de integridad y la presión estimada de integridad que podría dañar la formación para un pozo con una MD de 12000 pies (3657,6 m), TVD de 10980 pies (3346,7 m)? El zapato del casing esta a 8673 pies (2643.23 m) TVD. La presión de la prueba de admisión fue de 1575 psi (108.59 bar) con un fluido de prueba con densidad de 11,1 ppg (1330 kg/m³), la densidad del fluido actual es 11.6 ppg (1390 kg/m³). Primero resolvamos la densidad estimada del fluido de integridad:

Densidad estimada del fluido de Integridadppg= (Presión de la pruebapsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de la pruebapies TVD) + Densidad del fluido de pruebappg

Densidad estimada del fluido de Integridadkg/m³= (Presión de la pruebabar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de la pruebam, TVD) + Densidad del fluido de pruebakg/m³

Luego, resolvamos la presión estimada de integridad actual:

Presión de Integridad estimadapsi= (Dens. Est. del fluido de Integridadppg – Densidad del fluido de pruebappg) × Profund. de la pruebapies TVD × 0.052

Presión de Integridad estimadabar= (Densidad Est. del fluido de Integridadkg/m³ – Densidad del fluido de pruebakg/m³) × Profundidad de la pruebam, TVD × 0.0000981

Generalmente se acostumbra colocar un gráfico en el equipo, mostrando los incrementos de densidad del lodo y la presión de integridad estimada para cada uno de ellos. Para hacer esto, calcule la ganancia en presión hidrostática para incrementos de 0.1 ppg (11.9 kg/m³).

Presión hidrostática = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVD

La presión de integridad estimada que puede aplicarse se reduce por el incremento de presión hidrostática ganado a cada incremento de la densidad del lodo. Una tabla comenzando con la densidad actual del lodo hasta la densidad estimada del fluido de integridad puede ser fácilmente preparada.

Si se cambia la densidad del

fluido, la presión de superficie que podrían dañar la

formación deben ser recalculada.


EJEMPLO 5Prepare una tabla de presiones de integridad estimadas en la superficie para densidades de lodo desde 10.1 hasta 11.1 ppg (1222 a 1330 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 5821 pies (1774.24 m) TVD y la presión estimada de integridad para el lodo de 10.1 (1220 kg/m³) es 1250 psi (86.19 bar). Primero encuentre el incremento en presión hidrostática para cada 0.1 ppg (11.98 kg/m³):

Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVD = 0.1 x 0.052 x 5.281 = 30 psi

Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluido x factor de conversión x profundidadTVD = 11.98 x 0.0000981 x 1774.24 = 2.09 bar

Basado en la ganancia en presión hidrostática, substraer este valor de la presión estimada de integridad para cada incremento correspondiente a la densidad de fluido.

PROBLEMA 5Prepare una tabla de presiones estimadas de integridad en la superficie para densidades de lodo desde 11,7 hasta 12.6 ppg (1402 a 1510 kg/m³). La profundidad del zapato del casing es 8672 pies (2643.23 m) TVD y la presión estimada de integridad para el lodo de 11.6 (1390 kg/m³) es 1352 psi (93.22 bar):

Presión hidrostáticapsi = Incremento de peso de fluidoppg × 0.052

× profundidadTVD

Presión hidrostáticabar = Incremento de peso de fluidokg/m³ × 0.0000981

× profundidadm, TVD

Luego, llene la tabla de la derecha.

Términos alternativos tales como lodo con densidad de fracturas, también MASP (Presión Máxima Permisible en Superficie) o MAASP (Presión Máxima Anular Permisible en Superficie) son también utilizados para estimar la densidad del fluido de integridad y la presión estimada de integridad. Si tales términos juntos son utilizados como factores limitantes sin una adecuada comprensión de los límites de presiones versus el mantenimiento del control del pozo, pueden resultar serias complicaciones en el control del pozo. Si esta información es utilizada durante una operación de control de pozos debe considerarse además la localización del influjo, su distribución así como su densidad.

Presión de Integridad estimada en Superficie Densidad Presión estim. Densidad Presión estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m³) (bar)

Presión de Integridad estimada en Superficie Densidad Presión estim. Densidad Presión estim. del Fluido de integridad del Fluido de integridad (ppg) (psi) (kg/m3) (bar)

10.1 1250 1210 86.19

10.2 1220 1222 84.1

10.3 1190 1234 82.01

10.4 1160 1246 79.92

10.5 1130 1258 77.83

10.6 1100 1270 75.74

10.7 1070 1282 73.65

10.8 1040 1294 71.56

10.9 1010 1306 69.47

11.0 980 1318 67.38

11.1 950 1330 65.29

De los análisis precedentes puede ser deducido que cualquier presión aplicada aumenta la presión total en cualquier punto determinado. Si la presión aplicada es conocida, entonces puede ser calculada su densidad equivalente en dicho punto.

Alternativamente, si una zona debe ser presur-izada a una densidad equivalente, entonces pueden realizarse cálculos para determinar la presión de la prueba.

La densidad equivalente del lodo (EMW) es también la sumatoria de todas las presiones (hidrostática, contrapresión del estrangulador, presiones aplicadas, presión del influjo, pérdida de presión por circulación, etc.) a una profundidad o zona dadas, y puede ser expresada como una densidad de fluido. Si las presiones son conocidas o pueden ser estimadas, la EMW puede calcularse como sigue:

Resistencia a la fricción: La

oposición al flujo creada por un fluido cuando

fluye a través de un conducto u

otro contenedor.

1-14

DENSIDAD EQUIVALENTE

CAPÍTULO 1

EMW = (Presión ÷ Factor de Conversión ÷ Profundidad de InterésTVD) + Densidad actual

EJEMPLO 6¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 3.120 pies (950,97 m) y una TVD de 3.000 pies (914,4 m) cuando el pozo es cerrado con 375 psi (25,86 bar) registradas en el manómetro del casing? La densidad del fluido actual es 8,8 ppg (1055 kg/m³).

EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg

= (375 ÷ 0.052 ÷ 3000) + 8.8

= 2.4 + 8.8

= 11.2 ppg

EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Present Fluid Densitykg/m³

= (25.86 ÷ 0.0000981 ÷ 914.4) + 1055 = 288 + 1055 = 1343 kg/m3

PROBLEMA 6

¿Cuál es la EMW para una zona con una MD de 7320 pies (2231.14 m) y una TVD de 6985 pies (2129.03 m) se las presiones registradas en el casing compuestas por las presiones estimadas en el estrangulador y la perdida de carga en el anular suman 730 psi (50.33 bar). La densidad del fluido actual es 13.8 ppg (1654 kg/m³).

EMWppg = (Presiónpsi ÷ 0.052 ÷ Profundidad de Interéspies TVD) + Densidad actualppg

EMWkg/m³ = (Presiónbar ÷ 0.0000981 ÷ Profundidad de Interésm, TVD) + Densidad actualkg/m³

Para determinar cuánta presión puede ser aplicada es necesario probar a una densidad equivalente

(EMW) a una profundidad dada:

Presión de Pruebapsi = (EMWppg – Densidad Actualppg) × 0.052 × Profundidad. de Interéspies TVD

Presión de Pruebabar = (EMWkg/m³ – Dens. Actualkg/m³) × 0.0000981 × Profundidad de Interésm, TVD

EJEMPLO 7

¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13.4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9.1 ppg (1090

kg/m³).


= (13.4 - 9.1) x 0.052 x 5.745

= 4.3 x 0.052 x 5.745

= 1285 psi


= (1606 - 1090) x 0.0000981 x 1751,08 = 516 x 0.0000981 x 1751.08 = 88.64 bar

PROBLEMA 7

¿Cuánta presión de prueba puede ser aplicada para probar una formación con una profundidad

medida MD de 5890 pies (1795.27 m) y una profundidad vertical TVD de 5745 pies (1751.08

m) a una densidad equivalente de 13,4 ppg (1606 kg/m³)? La densidad actual es 9,1 ppg (1090

kg/m³).



La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y a través de restricciones tales como las boquillas del trépano

1-15PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

CAPÍTULO 11-16

La fricción es la resistencia al movimiento. Es necesario aplicar una fuerza, o presión, para superar la fricción para mover cualquier cosa. La fricción debe ser superada para levantar una tubería, mover un fluido, aun para caminar. La cantidad de fricción que está presente para ser superada depende de muchos factores, tales como la densidad o peso, tipo y rugosidad de las dos superficies en contacto, área de las superficies, propiedades térmicas y eléctricas de las superficies, y la dirección y velocidad de los objetos.

La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción es denominada como perdida por fricción y puede medirse de varias maneras. Algunas de ellas son el torque, el arrastre (amperios, pies-libras, [Kg.-m], Caballos Potencia HP [CV], etc.) y y la fuerza para mover el fluido (psi o bar). Se pueden perder miles de psi (bar) de presión en el sistema de los pozos mientras se bombea fluido por

las líneas de superficie, hacia abajo por la columna de tubería y hacia

arriba por el espacio anular. La presión en la bomba es en realidad, la cantidad de fricción que se debe superar para mover el fluido por el pozo a un determinado caudal. La mayor parte de la pérdida de presión ocurre en la columna de tubería y en las restricciones tales como las boquillas del trépano(1). Las pérdidas de presión también ocurren en otras partes del sistema de circulación, tales como cuando se ajusta el estrangulador para mantener contrapresión en el casing durante las operaciones de control de pozo. Cuando el fluido retorna finalmente a los tanques, se encuentra a presión atmosférica, o casi cero.

Cuando se está circulando el pozo, la presión en el fondo del pozo se aumenta en función de la fricción que se necesita superar en el anular. Cuando las bombas están paradas, la presión en el pozo se reduce porque no hay fuerza de fricción a ser superada.

Casing

Trépano

900

Flowline

Tanque

30002950

Tubo Vertical

Tubería de

Bomba0

Presión de Circulación

Presión de Fondo de Pozo:

1:La presión ejercida por una

columna de fluido en el pozo.

2: Presión de la formación a la

profundidad de interés.

PÉRDIDA DE PRESIÓN POR FRICC-IÓN/PRESIÓN DE CIRCULACIÓN


Dado que la fricción agrega presión al pozo, el peso efectivo o densidad equivalente de circulación (ECD) aumenta en el fondo. Su valor total es el equivalente a la presión de fondo de pozo con la bomba en funcionamiento. Si la presión de una formación permeable está casi en balance por efecto de la ECD, el pozo puede fluir cuando la bomba se detenga. Datos obtenidos de registros mientras se perfora (LWD) pueden ser utilizados para obtener lecturas aproximadas de la presión en el anular, con

la que se puede determinar la ECD.

Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión, pero la presión que se requiere para mover el fluido también actúa sobre las paredes. En diámetros grandes esta presión es muy pequeña, raramente excede los 200 psi (13.79 bar). En pozos de pequeño diámetro puede alcanzar hasta 400 psi (27.85 bar) a veces más. La contrapresión, o presión ejercida en el estrangulador, también aumenta la presión de fondo, la que puede ser estimada sumándole todas las presiones conocidas que actúan sobre o en el fondo. La presión de fondo puede ser estimada durante las siguientes actividades.

POZO ESTÁTICONo hay fluido en movimiento, el pozo esta

estático. La presión de fondo (BHP) es igual a la presión hidrostática del fluido (HP) en el anular del pozo mas la presión que hubiera en el casing en superficie.

CIRCULACIÓN NORMALDurante la circulación, la presión de fondo del

pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular (APL)

CIRCULACIÓN CON CABEZA ROTATIVACuando se circula con una cabeza rotativa la

presión en el fondo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la contrapresión de la Cabeza Rotativa.

CIRCULACIÓN DE UNA SURGENCIA AL EXTERIOR DEL POZO

La presión del fondo del pozo es igual a la presión hidrostática del fluido más las pérdidas de presión por fricción en el anular, más la presión en el estrangulador (casing). (para operaciones submarinas, sume las pérdidas de presión en la

línea del estrangulador).

Bomba

BHP = HP

Well StaticPozo Estático

Normal Circulation

Bomba

BHP = HP + APL

Circulación Normal Circulation with Rotating Head

BHP = HP + APL + Perdida de Presión de Cabeza Rotaria

Bomba

RotationHead

Circulación con Cabeza RotativaKick Circulation

BHP = HP + APL + Presión en el estrangulador

Bomba

BOPStack

Circulación De Una Surgencia Al Exterior Del Pozo

La presión hidrostática es controlada a través de un cuidadoso monitoreo y control de la densidad del fluido.

DENSIDAD EQUIVALENTE

La presión total que actúa en el pozo es afectada por los movimientos para bajar y para sacar la columna del pozo. En la sacada se genera una presión de pistoneo (swab pressure), la cual reduce la presión en el fondo del pozo. El pistoneo ocurre porque el fluido en el pozo no baja tan rápido como la columna es subida. Esto crea una fuerza de succión y reduce la presión debajo de la columna. Esta fuerza puede ser comparada con el efecto del embolo de una jeringa, la que aspira fluido de la formación hacia el pozo.

Cuando se baja la columna muy rápido, se crea una fuerza de compresión, porque el fluido no tiene tiempo de desplazarse hacia arriba. Como el fluido es mínimamente compresible, la presión en el pozo puede aumentar y producir una admisión o una fractura. Los dos fenómenos están afectados por la velocidad de movimiento de la columna, el espacio entre la columna y la pared del pozo y por las propiedades del fluido.

Si bien es casi imposible eliminar esas presiones, pueden ser minimizadas reduciendo la velocidad de la maniobra. Se pueden hacer cálculos para estimar la velocidad máxima de la maniobra así como las presiones de compresión (surge) y de pistoneo (swab), sin embargo esos cálculos están fuera del alcance de este manual.

A menos que haya un exceso de densidad de fluido para compensar el efecto de pistoneo, los fluidos de la formación puede entrar al pozo y provocar una surgencia. El margen de maniobra es un incremento estimado en la densidad del fluido antes de una maniobra para compensar la pérdida de presión por fricción que cesa al parar las bombas (ECD).

El margen de maniobra también compensa las presiones de pistoneo cuando la tubería es sacada del pozo.

El uso de ajustes en la densidad para un margen de seguridad o de maniobra requiere hacerlo en forma juiciosa. Si el margen es muy alto, se puede causar pérdida de circulación. Un margen muy bajo podría permitir que el pozo entre en surgencia. El margen depende del diámetro del pozo, de las condiciones, la velocidad de movimiento de la tubería, las propiedades del fluido y de la

formación.

La diferencia entre la presión de formación (PF) y la presión hidrostática en el fondo del pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se clasifica como

Sobre balanceada, Sub balanceada y Balanceada.

SOBRE BALANCEADASobre balanceada significa que la presión

hidrostática ejercida en el fondo del pozo es mayor que la presión de formación:

PH > PF

SUB BALANCEADA Sub balanceada significa que la presión

hidrostática ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de formación:

PH < PF

Swab

Propiedades del Fluido

Movimiento de los tubos

Arena

Presión de Pistoneo

Presión de Fondo de Pozo: 1:La

presión ejercida por una columna

de fluido en el pozo.

2: Presión de la formación a la

profundidad de interés.

1-18

MOVIENDO LA TUBERÍA, PRESIÓN DE COMPRESIÓN / PISTONEO (SURGE/SWAB) CIRCULACIÓN

MARGEN DE MANIOBRA Y DE SEGURIDAD

PRESIÓN DIFERENCIAL

CAPÍTULO 1

BALANCEADA Balanceada significa que la presión hidrostática

ejercida sobre el fondo del pozo es igual a la presión de formación:

PH = PFLa mayoría de los pozos son perforados o

reparados, en condiciones de balance o sobre balance. Si se está circulando o perforando, la fricción y los recortes contribuyen a una presión

efectiva en el fondo del pozo.

Hay dos fuerzas principales que trabajan en forma opuesta en un pozo. Estas son la presión de la columna hidrostática de fluido y la presión de formación. Si una de las presiones supera a la otra entonces puede ocurrir una surgencia o una pérdida de circulación.

Debido a que la presión hidrostática es función de la densidad del fluido de trabajo en el pozo, su valor debe ser muy controlado. Realizando cálculos pequeños y con cuidado, y manipulando las ecuaciones para la presión hidrostática, es posible probar trabajos de cementación, estimar la presión de integridad de la formación, proyectar las densidades máximas del fluido de perforación y controlar la surgencia de los pozos.

Las surgencias y los reventones son prevenidos por personas que son capaces de trabajar en forma rápida y decidida bajo situaciones de estrés. Uno de los aspectos más importantes del entrenamiento necesario para la prevención de reventones es entender los conceptos de presión y la habilidad para realizar cálculos exactos. t

Sobre balancePH > PF

Sub balancePH < PF

BalancePH = PF

Presión diferencial es la diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática

Las surgencias son prevenidas por personas que son capaces trabajar en forma rápida y decidida bajo situaciones de estrés.

1-19

RESUMEN

PRINCIPIOS DE LA PRESIÓN

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